2021年上半年江苏电力市场运营信息报告：度电平均降价2.81分

一、电力市场需求信息

2021年上半年，江苏省全社会用电量累计3384.79亿千瓦时，同比增长20.34%。调度口径用电最高负荷为11701.7万千瓦,较去年上半年同比增加31.24%。

从产业分类情况看，第一产业累计25.21亿千瓦时，同比增长25.66%；第二产业累计2419.05亿千瓦时，同比增长21.26%；第三产业累计517.77亿千瓦时，同比增长29.02%；城乡居民用电累计422.76亿千瓦时，同比增长6.64%。

二、电力市场供应信息

（一）电源建设情况

截至2021年上半年，全省装机1.46亿千瓦，其中统调电厂1.24亿千瓦，非统调电厂2205.34万千瓦。

2021年上半年，全省投产机组556.88万千瓦。

（二）电厂发电情况

1.发电总体情况

2021年上半年，江苏累计发电量2844.31亿千瓦时，同比增长23.09%，其中统调电厂累计2586.49亿千瓦时，同比增长24.72%，非统调电厂累计257.81亿千瓦时，同比增长8.8%。

2.机组发电利用小时情况

2021年上半年，全省30万千瓦及以上机组全年平均利用小时为2465小时，其中100万千瓦级机组2542小时，60万千瓦级机组2594小时，30万千瓦级机组平均利用小时2169小时。

三、市场主体情况

截至2021年上半年，各类市场主体共注册85600家，同比增长178.87%。

2021年上半年，我省共有注册生效用户84134家、售电公司266家，其中一类用户162家，二类用户83972家。一类用户实际参与交易162家，电量约603亿千瓦时；二类用户绑定成功并参与市场81359家，涉及电量约3211亿千瓦时；上述用户侧入市用户81521万家，电量约3814亿千瓦时。江苏实际参与交易售电公司103家（其中徐州华美售电公司在二季度办理退市手续），全部按要求办理了2021年的履约保函。

四、电力交易情况

2021年上半年，省内市场开展年度协商交易1次、年度挂牌交易1次、月度集中竞价交易6次、月内增量挂牌交易6次，直接交易总成交电量2779.52亿千瓦时，同比增长3.77%，占江苏全社会用电量比重58.45%。直接交易结算完成电量1975.75亿千瓦时，度电平均降价2.81分，降低用户用能成本55.5亿元，持续大幅释放改革红利。

2021年上半年，江苏省间交易完成购入电量556.86亿千瓦时，同比增长7.39%，交易完成送出电量19.75亿千瓦时，同比增长25.24%，省间交易净购入电量537.11亿千瓦时，同比增长6.83%。

2021年上半年，我省累计完成替代发电量81.53亿千瓦时，其中关停机组被替代电量18.37亿千瓦时，占22.53%,在役机组被替代电量63.16亿千瓦时，占77.47%。

2021年上半年，江苏电力交易中心以挂牌方式（0.29元/千瓦时），完成了宜兴抽水蓄能电站低谷抽水电量的省内招标采购工作。此次采购，共向省内60万千瓦及以上常规燃煤公用机组采购13.42亿千瓦时电量。

五、电力市场关键指标分析

（一）电力市场力结构化指标分析

1.发电侧、售电侧HHI分月指数

2021年上半年，江苏电力市场发电侧HHI值逐月上升，维持在234~284之间，属于竞争II型。江苏省售电侧HHI值均值为414，属于竞争II型。江苏省发电侧和购电侧市场竞争程度相对较高。

1-6月发电侧HHI指数

1-6月售电侧HHI指数

2.发电侧、售电侧Top-10指数

2021年上半年，江苏电力市场发电侧、购电侧的Top-10指数均小于65%，未构成寡头垄断。

1-6月发电侧、购电侧的TOP-10指数

（二）交易活跃度分析

2021年上半年，江苏电力市场交易活跃度指标（按月度电力集中竞价交易统计）呈现逐月上升趋势。其中，1月13.8，2月6.23，3月7.89，4月10.2，5月47.82，6月53.73。

江苏电力市场交易活跃度趋势

六、电力市场建设及运营情况

1.全力争取区外来电。今夏江苏电网供需偏紧，部分时段供电缺口较大。为缓解我省迎峰度夏期间电力平衡矛盾，提前锁定迎峰度夏期间区外电力资源，中心密切跟踪资源变化，积极争取政策支持，捕捉短期交易机会，努力做到度电必争，先后落实区外迎峰度夏高峰电力最高达到3013.8万千瓦，有力保障全省电力可靠供应。

2.稳妥组织省内市场化交易。针对今年用电增速迅猛、煤电价格高企，年度长协进度偏快、部分机组超发严重、月竞电量偏低等情势，及时跟踪分析预测后续月份发电及市场化交易电量空间、匹配度及潜存风险，综合各方意见，多次组织委员会讨论研究，积极建言政府、监管部门，引导交易量价趋于理性，缓解前期集聚的市场风险。

3.平稳有序做好新政下电量结算工作。根据15%清洁能源消纳新政和分布式发电参与交易试点等要求，综合考虑市场大幅扩容等新变化，持续优化用户侧结算程序，确保结算数据高效传输和精准计算。在交易平台结算方案填报和结算计算功能模块中，集成15%清洁能源消纳计算逻辑和分布式交易结算程序，在结算单和各类统计报表中增加清洁能源消纳电量和分布式交易电量展示，经测试运算结果准确无误后正式投入结算。根据新版规则要求，完成江苏电力市场首次大用户和售电公司偏差考核资金返还结算工作。

4.受理生效首笔电子履约保函。继续加强对售电公司的履约保函管理，参与市场的售电公司全部按照要求提交履约保函，保函金额共计85158万元。同时，为了提升保函办理和管理效率，经多方调研和沟通，实现电子保函的线上办理、查验工作，业务办理时间从原来的2周以上提升为当日办结。电子履约保函的应用不仅为市场主体带来了高效快捷的用户体验，同时也增强了保函管理的可靠性和规范性。

5.推进电力市场规范运营。完成江苏电力交易中心股权结构优化，新增2家股东单位，电网企业持股比例降至43%。深化本质合规管理，研究外部监督机制，制定交易业务“十严禁”、“十注意”要求。完成售电公司2020年电力市场主体运营评价工作。完善运营监控系统指标统计分析模型，开展运营监控系统功能设计开发测试，计划于10月份进行线上部署并具备上线运行条件。协助政府有关部门监督和纠正交易机构不规范行为，及时识别市场风险程度和违规行为来源，协调电力市场相关事项，提出合理意见建议供政府部门决策参考。

6.着力提升市场主体参与市场能力。启动2021年“送服务到基层”系列活动，牵头组织电力市场管理委员会，历时三周，在全省13家地市巡回举办“江苏电力市场化交易培训”，并在其中9个地市举办“电力市场化交易供需见面会”。培训会聚焦当前市场主体关注热点，由江苏电力市场管理委员会成员单位专家围绕电力市场用户准入、注册、绑定、合同签订等方面进行解读，助力用户掌握规则、提升能力、参与市场。开展电力市场从业人员实训系统建设，探索建立实训成效双向评价机制。启动《江苏电力市场交易培训教材（中级）》编印。